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Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
Estudo de um sistema de armazenamento de
energia-em-gás
Dissertação de Mestrado em Engenharia das Energias Renováveis
Luís Miguel Bouzende Martins
Orientador: Professor Doutor Eurico Vasco Ferreira Amorim
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Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
Estudo de um sistema de armazenamento de
energia-em-gás
Dissertação de Mestrado em Engenharia das Energias Renováveis
Luís Miguel Bouzende Martins
Orientador: Professor Doutor Eurico Vasco Ferreira Amorim
Composição do Júri:
-Professor Doutor José Manuel Ribeiro Baptista; -Professora Doutora Ana Filipa da Silva Ferreira; -Professor Doutor Eurico Vasco Ferreira Amorim.
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Agradecimentos
Nesta secção deixo os meus sinceros agradecimentos às pessoas que mais contribuíram para a realização com sucesso desta dissertação e do curso em geral, a quem não poderia deixar de agradecer, pois sozinho não seria possível.
Em primeiro lugar quero agradecer ao meu orientador Professor Doutor Eurico Vasco Ferreira Amorim pela sua disponibilidade e prontidão na realização desta dissertação e a simpatia demonstrada ao longo deste ciclo de estudos enquanto nosso diretor de curso.
Quero também agradecer aos meus pais, que foram os meus “patrocinadores financeiros” durante este tempo todo, que nunca se recusaram a ajudar, não só economicamente, mas também emocionalmente, tal como os meus irmãos e restante família mais chegada.
Por último, mas não menos importante, quero agradecer aos meus colegas de curso e amigos, cuja nossa entreajuda, tanto fora como dentro do contexto escolar, foi indispensável ao longo do curso, e com os quais passei bons momentos que me fizeram crescer e ter motivação para concluir o ciclo de estudos.
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Resumo
A presente dissertação analisa a possibilidade da integração de um sistema de armazenamento de energia elétrica em gás (Power-to-Gas) em Portugal. O processo consiste na conversão de energia elétrica em hidrogénio, através da eletrólise da água. Essa tecnologia sendo implementada, traria uma possibilidade de complementar o processo de bombagem que é feito nas centrais hídricas, que fazem a bombagem da água quando há excesso de produção, e usam-na de novo usam-nas turbiusam-nas, quando há défice. O trabalho inicia-se com uma revisão da literatura analisando o processo Power-to-Gas e os principais projetos piloto na Europa e na China. De seguida é analisada a sua interação com o setor dos transportes rodoviários e estudada as consequências da evolução desta tecnologia. De seguida é realizada uma análise económica do processo, que passa pela avaliação da eficiência atual dos eletrolisadores, os custos de investimento, manutenção e tempo de amortização de um projeto Power-to-Gas. Para concluir este trabalho desenvolve-se um caso de estudo, onde é feita a quantificação de hidrogénio que seria possível produzir em Portugal, e os vários fins que poderia ter, criando para isso três cenários possíveis. Num primeiro cenário, foi contabilizado todo o hidrogénio que poderia ser produzido, usando toda a energia usada atualmente para fazer bombagem. No segundo cenário, restringe-se um pouco essa energia para apenas 432,5 MW, de forma a poder comparar com os valores práticos de um projeto em funcionamento na Alemanha. E, finalmente, no terceiro cenário, simula-se a conversão do hidrogénio de volta em energia elétrica, no qual se chega à eficiência do processo Power-to-Gas-to-Power, que, com a tecnologia atual, está entre os 35,1% e os 41,6%. Analisando os resultados, apenas com 432,5 MW de energia (1,5% da energia que se usa diariamente para fazer bombagem), produzir-se-ia hidrogénio suficiente para ter 6% dos automóveis em circulação em Portugal, movidos a hidrogénio, e se, em vez da aposta no setor automóvel, o hidrogénio fosse injetado e armazenado nas redes de gás, apenas seria necessário usar 3,2% da nossa capacidade de injeção na rede, pois a nossa rede de gás é bastante extensa e desenvolvida.
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Abstract
The present dissertation analyses the possibility of the integration of a system of storage of electric energy in gas (Power-to-Gas) in Portugal. The process consists in the conversion of power into hydrogen, through the electrolysis of water. This technology, which is being implemented, would be able to complement the pumping process that is carried out in the hydroelectric plants, which pump water when there is an overproduction, and use it again in the turbines when there is a deficit. The work begins with a review of the literature analysing the Power-to-Gas process and the main pilot projects in Europe and China. Next, its interaction with the road transport sector is examined, and the consequences of the evolution of this technology are studied. Next, an economic analysis of the process is carried out, which includes the evaluation of the current efficiency of the electrolysers, the investment costs, maintenance and the payoff time of a Power-to-Gas project. To complete this work a case study is developed, where the quantification of hydrogen that would be possible to produce in Portugal, and the various purposes that could have been made, creating for these three possible scenarios. In a first scenario, all the hydrogen that could be produced was counted, using all the energy currently used to pump. In the second scenario, this energy is restricted to just 432.5 MW, so that it can be compared to the practical values of a project in operation in Germany. And finally, in the third scenario, the conversion of hydrogen back into electricity is simulated, in which the efficiency of the Power-to-Gas-to-Power process is calculated, which, with current technology, is among the 35.1% and 41.6%. Analysing the results, only 432.5 MW of energy (1.5% of the energy used daily for pumping) would produce enough hydrogen to have 6% of the cars in circulation in Portugal, powered by hydrogen, and if, instead of betting on the automobile sector, hydrogen was injected and stored in the gas networks, it would only be necessary to use 3.2% of our injection capacity in the network, because our gas network is quite extensive and developed.
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Índice
1.Introdução ... 1 1.1 Enquadramento ... 1 1.2 Motivação e Contribuições ... 2 1.3 Estrutura da Dissertação ... 32.O processo P2G, “Power-to-Gas” ... 5
2.1 Processo ... 5
2.1.1 A Eletrólise ... 8
2.1.2 A Metanação ... 9
3.Projetos piloto P2G ... 11
3.1 Projetos piloto na Europa ... 11
3.1.1 Projeto piloto na Alemanha: Hassfurt ... 12
3.1.2 Projeto piloto na França: Jupiter 1000 ... 14
3.1.3 Projeto piloto na Dinamarca: HyBalance ... 16
3.2 Outros projetos piloto importantes no resto do mundo ... 18
3.2.1 Projeto piloto na China: Hebei ... 18
4.Power-to-Gas no setor dos transportes rodoviários ... 21
4.1 Introdução das tecnologias P2G para abastecimento automóvel ... 21
4.2 Eficiência e custo do hidrogénio como combustível automóvel ... 24
5.Consequências da evolução da tecnologia P2G ... 27
5.1 Consequência positiva ... 27
5.2 Consequência negativa ... 30
6.Análise económica ... 33
6.1 Eficiência dos eletrolisadores ... 33
6.2 Custos de investimento e manutenção de um projeto P2G ... 34
6.3 Análise económica do maior projeto P2G com eletrólise PEM do mundo: Energiepark Mainz ... 35
6.4 Análise económica do processo P2G no Energiepark Mainz ... 39
6.4.1 Custos adicionais do processo P2G ... 39
6.4.2 Preço da energia importada através do mercado EPEX SPOT ... 40
6.4.3 Energia excedente do parque eólico: ... 41
7.Caso de estudo ... 45
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7.1.1 “Curtailment” em Portugal ... 46
7.2 Rede elétrica nacional ... 47
7.2.1 Bombagem hidroelétrica em Portugal ... 48
7.3 Caso de estudo nº1: Energia da bombagem para produzir hidrogénio ... 54
7.3.1 Procedimento ... 54
7.3.2 Pior caso ... 59
7.3.3 Melhor caso ... 60
7.3.4 Resultados ... 61
7.4 Caso de estudo nº2: Comparação Portugal (valores teóricos) com Alemanha (valores práticos) ... 62
7.4.1 Consumo automóvel ... 64
7.4.2 Injeção e armazenamento na rede de gás natural ... 65
7.5 Caso de estudo nº3: Hidrogénio de novo convertido em energia elétrica ... 67
7.5.1 Células de combustível ... 67
7.5.2 Aplicando as células de combustível ao caso português: ... 69
8.Conclusões ... 71
8.1 Perspetivas de trabalho futuro ... 72
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Lista de Figuras
Figura 1- Componentes de um sistema Power-to-Gas (Gahleitner, 2013). ________________________________ 6 Figura 2- Conceito e várias aplicações do processo P2G (White Paper, 2015). _____________________________ 7 Figura 3- Exemplo de um sistema multifuncional Power-to-Gas (ENERTRAG, 2016). ________________________ 7 Figura 4- Projetos de demonstração da tecnologia Power-to-Gas na Europa (European Power to Gas, 2016). __ 11 Figura 5- Mapa e informação do projeto de demonstração em Hassfurt, Alemanha (European Power to Gas, 2016). _____________________________________________________________________________________ 12 Figura 6- Esquema do projeto de armazenamento e distribuição da energia eólica através das redes de gás em Hassfurt, Alemanha (Next Kraftwerke, 2017). _____________________________________________________ 13 Figura 7- Mapa e informação do projeto de demonstração em Fos sur Mer, França (European Power to Gas, 2016). _____________________________________________________________________________________ 14 Figura 8- Planificação do projeto Jupiter 1000 (GRTgaz, 2017). _______________________________________ 15 Figura 9- Mapa e informação do projeto de demonstração em Hobro, Dinamarca (European Power to Gas, 2016). __________________________________________________________________________________________ 16 Figura 10- Imagem publicitária do projeto de demonstração da multi aplicação do hidrogénio em Hobro
(HyBalance, 2017). ___________________________________________________________________________ 17 Figura 11- Esquema 3D do projeto HyBalance (Sentis, 2017). _________________________________________ 18 Figura 12- Eletrolisador alcalino de 2 MW da empresa McPhy Energy. A imagem mostra apenas um módulo, a tecnologia permite a aplicação de um sistema com vários módulos (McPhy Energy, 2015). ________________ 19 Figura 13- Estação de reabastecimento de hidrogénio em Höchst, Frankfurt (IEA-RETD, 2016). _____________ 22 Figura 14- Diagrama da estação de reabastecimento de hidrogénio (IEA-RETD, 2016). ____________________ 22 Figura 15- Eficiência dos vários motores desde a fonte primária de energia até ao deslocamento das rodas (McKinsey & Company, 2014). _________________________________________________________________ 24 Figura 16- Gráfico da evolução do custo da produção de hidrogénio ao longo do tempo (McKinsey & Company, 2014). _____________________________________________________________________________________ 25 Figura 17- Relação entre o custo e a duração de armazenamento de uma bateria de lítio e um sistema P2G2P, de 1 MW, com a tecnologia atual ou com perspetivas da tecnologia futura (White Paper, 2015). ______________ 28 Figura 18- Comparação das várias tecnologias de armazenamento de energia e suas caraterísticas (White Paper, 2015). _____________________________________________________________________________________ 29 Figura 19- Emissões de CO2 provocadas por automóveis a células de combustível (FCEV) e a gás natural sintético
(SNG) (IEA-RETD, 2016). ______________________________________________________________________ 30 Figura 20- Esquema do funcionamento do projeto Energiepark Mainz, na Alemanha (Energiepark Mainz, 2016). 36 Figura 21- Eletrolisador Siemens Silyzer 200 com tecnologia PEM (Siemens AG, 2015). ____________________ 37 Figura 22- Eletricidade gasta pelos eletrolisadores e o seu preço, em Março de 2016 (Kopp, M., et al., 2017). __ 40 Figura 23- [A]-Previsão e produção do parque eólico; [B]- Energia necessária para o balanceamento da rede elétrica devido ao erro de previsão; [C]- Balanço da área de controlo; [D]- Custos no balanceamento da rede devido ao erro de previsão (Kopp, M., et al., 2017). ________________________________________________ 42 Figura 24- [A]- Previsão de produção eólica; [B]- Preço médio da eletricidade nos períodos low-cost; [C]- Curva de carga alvo da central P2G; [D]- Custo do balanceamento da rede elétrica (reBAP) (Kopp, M., et al., 2017)(M Kopp et al., 2017). ________________________________________________________________________________ 43 Figura 25- Integração da eletrólise numa fonte de energia flutuante, como é o caso da energia eólica (Guandalini et al., 2015). ________________________________________________________________________________ 46 Figura 26- Diagrama de carga e geração de eletricidade em Portugal, no dia 15 de maio de 2011 (Bird et al., 2016). _____________________________________________________________________________________ 47 Figura 27-Saldo importador de energia do último ano, com valores desde junho de 2016 até junho de 2017. Dados obtidos de (REN Centro de Informação, 2017). ____________________________________________________ 48 Figura 28- Mapa de produção hidroelétrica (EDP produção hidroelétrica, 2017). _________________________ 49
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Figura 29- Diagrama de consumo e produção de energia diária exemplificativo do dia 30 de outubro de 2017 (REN Centro de Informação, 2017). __________________________________________________________________ 51 Figura 30- Diagramas de consumo e produção de energia diária que evidencia a diferença da energia gerada nas albufeiras e na bombagem, do Verão (imagem da esquerda) para o Inverno (imagem da direita). ___________ 51 Figura 31-Diagrama da importação e exportação de energia exemplificativo do dia 30 de outubro de 2017 (REN Centro de Informação, 2017). __________________________________________________________________ 52 Figura 32- Gráfico da energia produzida através da bombagem nas albufeiras no dia 30 de outubro de 2017. Dados obtidos de (REN Centro de Informação, 2017) ________________________________________________ 53 Figura 33- Resultados do mercado ibérico de compra e venda de energia no dia 30 de outubro de 2017 (OMIE, 2017). _____________________________________________________________________________________ 54 Figura 34-Bombagem média horária para a semana de 30 de outubro a 5 de novembro de 2017. Dados obtidos de (REN Centro de Informação, 2017). ___________________________________________________________ 55 Figura 35- Bombagem média horária para o mês de novembro. Dados obtidos de (REN Centro de Informação, 2017). _____________________________________________________________________________________ 55 Figura 36- Compressor eletroquímico (imagem da esquerda) (Lipp, 2015) e compressor iónico (imagem da direita) (Gorecki, 2015). _____________________________________________________________________________ 57 Figura 37- Gráfico que traduz a diferença que seria verificada, se, a energia usada para fazer bombagem num dia comum de novembro fosse canalizada para produzir hidrogénio, no pior caso. ___________________________ 59 Figura 38- Gráfico que traduz a diferença na produção de hidrogénio, do pior para o melhor caso. ___________ 60 Figura 39-Esquema simplificado da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural (Perdicoúlis, 2015). _________ 65 Figura 40-Principio básico de uma célula de combustível (Fuel cells and Hydrogen, 2017). __________________ 67
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Índice de Quadros
Quadro 1- Comparação dos dois tipos de eletrolisadores comercializados (Zeng & Zhang, 2010). ... 9
Quadro 2- Análise comparativa dos projetos piloto... 20
Quadro 3- Comparação das principais características das tecnologias dos motores automóveis (IEA-RETD, 2016). ... 23
Quadro 4- Comparação das diferentes tecnologias de eletrolisadores (Zeng & Zhang, 2010). ... 33
Quadro 5- Custos da tecnologia P2G e tempo de amortização médios (Jentsch et al., 2014). ... 34
Quadro 6- Caraterísticas técnicas do eletrolisador Siemens Silyzer 200 (Siemens AG, 2015). ... 37
Quadro 7- Hidrogénio produzido e eficiência da conversão P2G (Kopp, M., et al., 2017). ... 38
Quadro 8- Custos adicionais na aquisição de eletricidade para o processo P2G em 2016 (Kopp, M., et al., 2017). 39 Quadro 9- Dados registados acerca da aquisição de eletricidade no mercado EPEX SPOT (M Kopp et al., 2017). . 41
Quadro 10- Efeito da monitorização da central P2G pela empresa Statkraft (Kopp, M., et al., 2017). ... 44
Quadro 11- Total de hidrogénio que seria produzido num dia comum de novembro, se fosse usada a energia gasta na bombagem. ... 61
Quadro 12- Total de hidrogénio que seria produzido num dia comum de novembro, usando apenas 432,5 MWh, de forma a poder comparar com valores da Alemanha... 62
Quadro 13-Tecnologia atual de células de combustível (U.S. Department of Energy, 2016). ... 68
Quadro 14- Resultados do caso português usando células de combustível para a conversão em energia elétrica com eficiência de 60%. ... 69
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Abreviaturas
AC Alternating Current BEV Battery Electric Vehicles
CG Coal Gasification
CHP Combined heat and power
CO2 Dióxido de Carbono
DC Direct Current
DGEG Direção Geral de Energia e Geologia
EPEX European Power Exchange
FCEV Fuel Cell Electric Vehicles
FER Fontes de Energia Renováveis
GEE Gases Efeito Estufa
GNC Gás Natural Comprimido
GNS Gás Natural Sintético
HEV Hybrid Electric Vehicles
HOMER Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources ICE Internal Combustion Engines
IEA Agência Internacional de Energia
IGCC Integrated Gasification Combined Cycle
MCFC Molten Carbonate Fuel Cell
P2G Power-to-Gas
P2G2P Power-to-Gas-to-Power
PAFC Phosphoric Acid Fuel Cell PCS Poder calorífico superior
PEM Membrana de eletrólito de polímero
REN Rede Elétrica Nacional
RNTGN Rede Nacional de Transporte de Gás Natural
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1. Introdução
1.1 Enquadramento
Tem se vindo a assistir a um crescente aumento das energias renováveis no mix energético, um pouco por toda a Europa, e Portugal não é exceção. Pelo contrário, é um exemplo na prática de produção de energia elétrica através de fontes não convencionais, de origem renovável. Essas fontes convencionais de origem fóssil têm os seus dias contados, pois a dependência desse tipo de energia é claramente insustentável, em termos ambientais e económicos. A maioria das fontes renováveis tem apenas um senão, que é a sua imprevisibilidade e variabilidade, implicando situações de excesso de produção nos momentos mais produtivos e situações de défice, dependendo de fatores meteorológicos. Portugal combate esse problema recorrendo às centrais hídricas reversíveis que têm a capacidade de armazenar energia, fazendo a bombagem da água quando há excesso de produção, e usando-a de novo nas turbinas, quando há défice. No entanto, esse processo é insuficiente, dada a limitação tecnológica e geográfica do mesmo, obrigando a que haja horas em que a energia excedente é exportada para Espanha a custo zero para evitar problemas de sobrecarga na rede. Essa medida é chamada de “Curtailment”.
Devido a tais factos, é evidente a necessidade de uma mudança no paradigma energético, que nos permita reduzir ao máximo o uso de combustíveis fosseis, substituindo-os por novas tecnologias de energia limpa e que nos possam trazer segurança no abastecimento de energia a longo prazo. Segundo organizações ambientais, analistas de energia e líderes da indústria, o hidrogénio poderá ser o combustível do futuro, se for ultrapassada a barreira dos ainda elevados custos de produção, transporte e armazenamento. Uma forma de produção é fazendo a eletrólise da água, que é um método substancialmente simples. A principal vantagem do hidrogénio face aos combustíveis fósseis é a não-emissão de dióxido de carbono ou quaisquer outros gases que contribuam para o efeito de estufa (UNEP, 2006).
Para além dessa vantagem, o hidrogénio pode ser armazenado e posteriormente distribuído através das redes de gás, que podem suportar grandes volumes de eletricidade convertido em gás. O armazenamento e transporte do hidrogénio nas condutas do gás é uma forma de transmitir grandes volumes de energia renovável dos parques eólicos ou fotovoltaicos até aos consumidores. Power-to-gas é o processo que transforma a energia elétrica num portador de energia gasosa como o hidrogénio ou o metano. (European Power to Gas, 2016)
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Este sistema de armazenamento de energia em gás apresenta-se promissor para a Europa pois esta tem infraestruturas de redes de gás bastante extensas e desenvolvidas. O sistema pode ainda ser acoplado a sistemas de produção eólico e fotovoltaico já existentes. Quando há excesso da energia aí gerada, a mesma pode ser armazenada nas redes de gás. Outra vantagem verifica-se na distribuição de energia em áreas remotas, de longa distância, em que as infraestruturas de gás poderão ser mais acessíveis do que as infraestruturas de energia (European Power to Gas, 2016).
1.2 Motivação e Contribuições
O hidrogénio tem várias aplicações, entre outras, podendo ser armazenado diretamente na rede de gás, utilizado no setor da indústria química ou transportes, armazenado num local próprio a fim de voltar a ser transformado em eletricidade ou convertido em metano.
O armazenamento da energia em gás irá desempenhar um papel extremamente importante na gestão da rede e segurança no abastecimento de energia, pois permite controlar as fontes de energia intermitentes, como a eólica e a fotovoltaica, armazenando aquela que é excessiva, e depois por outro lado, em dias menos produtivos, com pouca carga na rede, é possível a injeção na rede da energia contido no hidrogénio. (Grond, Schulze, & Holstein, 2013)
Existem já vários projetos de “Power-to-Gas” na Europa, alguns operacionais, mas a maior parte deles está em fase de construção ou planeamento, não só utilizando como gás portador de energia o hidrogénio como também o metano. Esses projetos mostram a credibilidade e o futuro promissor do sistema, estando a maior parte deles implementados na Alemanha. Em Portugal poderá ser também uma aposta para o futuro dado que ainda não existe nenhum projeto em execução, mas será possível com mais estudos e demonstrações para que estas novas tecnologias passem a ser credíveis e obtenham o financiamento necessário à sua implementação (European Power to Gas, 2016).
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1.3 Estrutura da Dissertação
Para além deste Capítulo introdutório a presente dissertação está organizada em nove Capítulos. No segundo Capítulo é apresentado o processo P2G, onde se explica como se processa a produção de hidrogénio a partir de fontes de energia elétrica renováveis, podendo ser através da eletrólise da agua ou metanação.
O terceiro Capítulo expõe alguns dos projetos piloto P2G que estão a ser projetados atualmente, principalmente na Europa. É feita uma análise dos vários projetos, onde se comparam os custos de instalação, o tipo de armazenamento do hidrogénio, o tipo de sistema, a potência instalada e a fonte de energia, entre outros aspetos.
O quarto Capítulo aborda o sistema P2G no setor dos transportes rodoviários, onde são apresentados os projetos P2G que estão a ser usados para abastecimento automóvel, e é feita uma análise da eficiência e custo do hidrogénio desde a fonte primaria de energia até ao deslocamento das rodas.
O quinto Capítulo descreve as consequências da evolução da tecnologia P2G, onde é feita uma previsão dos impactos que a rápida evolução da tecnologia P2G poderá causar, se usada em larga escala. O impacto positivo é, sem dúvida, a solução para a crescente necessidade de armazenamento de energia excedente. No entanto, um impacto que poderá ser negativo é a limitação no fornecimento de energia elétrica renovável, pois, admitindo que a tecnologia cresce em larga escala, a energia renovável poderá não ser suficiente para cobrir os gastos no processo da eletrólise.
No sexto Capítulo é feita uma análise económica, onde se analisa a eficiência atual dos eletrolisadores, os custos de investimento, manutenção e tempo de recuperação do investimento inicial de um projeto P2G. e, por último, é feita uma análise económica do maior projeto P2G com eletrólise PEM do mundo, o Energiepark Mainz, localizado na Alemanha, com uma potencia instalada de 6 MW.
O sétimo Capítulo constitui o caso de estudo da dissertação, onde se avalia a possibilidade da instalação de um projeto P2G em Portugal. Começa-se por apresentar a rede elétrica nacional e o nosso sistema de bombagem hidroelétrica e, de seguida, executam-se 3 possíveis cenários:
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• Caso de estudo nº2: Comparação Portugal (valores teóricos) com Alemanha (valores práticos);
• Caso de estudo nº3: Hidrogénio de novo convertido em energia elétrica.
No oitavo Capítulo são apresentadas as conclusões desta dissertação e as perspetivas de trabalho futuro a realizar nesta área.
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2. O processo P2G, “Power-to-Gas”
Neste Capítulo é apresentado o processo P2G, com uma breve explicação do método da eletrólise e da metanação, realçando os dois tipos de eletrólise mais comuns, são a eletrólise alcalina e PEM- membrana de eletrólito de polímero. É feita uma análise comparativa entre esses dois tipos de eletrólise, nomeadamente, preço, eficiências, grau de desenvolvimento, inserção no mercado, etc. E ainda é dado um exemplo prático de um sistema P2G realizado em Prenzlau, na Alemanha, que nos mostra a multifuncionalidade dos projetos deste tipo.
2.1 Processo
O processo Power-to-Gas consiste na conversão de energia elétrica em energia química e armazenamento sob a forma de hidrogénio, e representa uma ferramenta potencial de controlo da energia renovável intermitente e excedente.
A eletricidade proveniente das fontes renováveis ou da rede elétrica é convertida em hidrogénio através da eletrólise da agua, hidrogénio esse que é pressurizado e armazenado em tanques e pode ser injetado nas redes de gás. Quando necessário, o processo inverso é possível, voltando a converter o hidrogénio em eletricidade com o recurso de células de combustível ou motores de combustão de hidrogénio. Esse hidrogénio pode também ser usado como combustível nos transportes ou para produzir metano e afins. Este processo de obtenção de hidrogénio e posterior multa aplicação encontra-se esquematizado na Figura 1. (Gahleitner, 2013)
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Figura 1- Componentes de um sistema Power-to-Gas. Adaptado de (Gahleitner, 2013).
Uma vantagem importante do processo P2G face a outras formas de armazenamento de energia é que o hidrogénio pode ser usado em múltiplos setores, tais como na rede elétrica, na rede de gás ou como combustível de transportes, e ainda aproveita a rede de gás já existente para ser transportado, o que fica um processo barato e rentável. Usar o hidrogénio para fins que não sejam apenas a conversão, de novo, para eletricidade é fundamental para atingir as metas de emissões, protegendo o clima e garantindo a sustentabilidade ambiental. (California Hydrogen Business Council, 2015)
A Figura 2 ilustra o conceito ideal do processo P2G assim como as muitas aplicações que lhe podem estar associadas, que passam pelo uso do hidrogénio diretamente na rede de gás, na produção de metano, no uso industrial, na conversão e uso na rede elétrica, nos postos de combustível e no aquecimento de habitações. (California Hydrogen Business Council, 2015)
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Figura 2- Conceito e várias aplicações do processo P2G (California Hydrogen Business Council, 2015).
Na Figura 3 temos um exemplo desse mesmo conceito multifuncional, posto em prática em Prenzlau, na Alemanha.
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O sistema da Alemanha é híbrido com uma unidade de biogás, três turbinas eólicas, um eletrolisador e duas unidades de conversão de hidrogénio para energia elétrica. Está em funcionamento desde 2011 e tem como empresas associadas a “Vattenfall GmbH”, “Enertrag AG”, “McPhy Energy S.A.”, “Total S.A.”, “Siemens AG”, “German Ministry of Transport”.
Para além de ser convertido em energia elétrica, o hidrogénio gerado pode também ser usado para abastecimento de automóveis. Na Figura 3 vemos apenas o hidrogénio ser armazenado em tanques, mas a partir de novembro de 2014 passou também a ser injetado nas redes de gás (Vartiainen, 2016).
2.1.1 A Eletrólise
A eletrólise da água consiste na conversão de energia em hidrogénio e oxigénio fazendo a dissociação da água. Embora seja um processo conhecido, não é o mais utilizado, sendo que a produção global de hidrogénio baseia se principalmente na conversão de combustíveis fósseis.
Existem dois tipos principais de eletrólise:
• A eletrólise alcalina, que é o processo mais antigo e mais desenvolvido no mercado. A eficiência do processo varia entre 66% e 74%, dependendo da capacidade do eletrolisador e da pressão do hidrogénio formado e o custo do mesmo varia de 1000 a 2000€ por kW. Esse custo provavelmente manter-se-á no futuro, não vindo a descer muito mais, porque a tecnologia já esta num estado desenvolvido, em que melhorias já não são previstas.
• E a eletrólise PEM (Membrana de eletrólito de polímero), que está ainda em desenvolvimento, logo o processo fica um pouco mais caro e é usado apenas em sistemas Power-to-Gas de larga escala, para cima de 2 MW por eletrolisador. No entanto estima se que esses custos venham a diminuir chegando a ser mais baixos do que a tecnologia alcalina. De acordo com os desenvolvedores da tecnologia, para uma unidade de 10 MW, o custo instalado de um eletrolisador PEM poderá atingir 1 000 € / kW nos próximos anos, 700 € / kW em 2030 e até diminuir para 400 € / kW em 2050. (IEA-RETD, 2016)
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Quadro 1- Comparação dos dois tipos de eletrolisadores comercializados (Zeng & Zhang, 2010).
Parâmetros: Eletrolisador alcalino
monopolar
Eletrolisador/célula PEM
Diferença de potencial da célula 1,85 V 2 V
Número de células N/A 7-51
Densidade de corrente 0,25 A cm-2 1,075 A cm-2
Temperatura de operação 70 °C 65 °C
Corrente 10 kA 1 kA
Taxa de produção de hidrogénio 42 m3 h-1 0,42 m3 h-1
Taxa de produção de oxigénio 21 m3 h-1 0,21 m3 h-1
Pureza do hidrogénio H2 > 99,5% H2 > 99,995%
Pureza do oxigénio O2 > 99% O2 > 99%
2.1.2 A Metanação
A Metanação é o processo que se refere à junção do hidrogénio com monóxido de carbono ou dióxido de carbono, processo esse que contribui bastante para a redução das emissões de CO2 já que lhe é dado um uso produtivo. A metanação de monóxido de carbono através de
processos catalíticos tem sido utilizada há décadas para síntese de amoníaco, utilizado no tratamento de gás natural.
Existem dois métodos de metanação, a metanação catalítica e a biológica, dos quais a catalítica é muito mais utilizada, que é um processo termoquímico realizado num catalisador a alta temperatura (entre 200 e 700 °C) e pressões entre 1 e 100 bar. A reação liberta grandes quantidades de calor e requer a refrigeração do reator para evitar a degradação dos catalisadores. A eficiência energética da reação química é próxima de 80%, o que leva a uma eficiência energética global desde energia até ao metano de 53% a 59% dependendo da eficiência da eletrólise. Ainda existem poucas unidades de metanação em atividade e, por isso, o preço de uma unidade é ainda um pouco incerto, mas que, de acordo com a literatura e informações fornecidas pelos investigadores da tecnologia, deve variar entre 400 e 1500€ por kW. (IEA-RETD, 2016)
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3. Projetos piloto P2G
Neste Capítulo serão abordados vários projetos Power-to-Gas (P2G) que têm surgido nos últimos anos, apresentando uma solução para o armazenamento da energia renovável excedente, prometendo assim uma maior estabilidade da rede elétrica se esta tiver uma elevada quota de recursos renováveis, tal é o caso de Portugal e vários outros países europeus.
Vários projetos encontram-se já em funcionamento nalguns países europeus e no resto do Mundo, mas o próximo Capítulo vai incidir apenas nos projetos atuais de demonstração, culminando numa tabela comparativa, de forma a tornar mais fácil e clara a análise dos mesmos.
3.1 Projetos piloto na Europa
A Alemanha lidera o número de projetos de sistemas Power-to-Gas. Cerca de 95% dos projetos estão localizados na Europa e na América do Norte, maioritariamente, na Alemanha, Espanha, Reino Unido, EUA e Canadá. Na Figura 4 encontra-se a localização dos projetos na Europa. (Gahleitner, 2013)
Figura 4- Projetos de demonstração da tecnologia Power-to-Gas na Europa (European Power to Gas, 2016).
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3.1.1 Projeto piloto na Alemanha: Hassfurt
Existe um projeto piloto planeado em Hassfurt na Alemanha, para além dos muitos projetos que já estão em funcionamento. O mesmo está destacado na Figura 5.
Figura 5- Mapa e informação do projeto de demonstração em Hassfurt, Alemanha (European Power to Gas, 2016).
Esta central usará a energia excedente da rede elétrica. O hidrogénio será produzido com eletrolisadores da Siemens e armazenado no local a uma pressão de 30 bar num reservatório de 110 m³. Posteriormente, no projeto, e quando houver condições para tal, o hidrogénio será injetado nas redes de gás locais (Vartiainen, 2016).
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O projeto irá ter um grande impacto na estabilização da rede elétrica local, como está esquematizado na Figura 6. Quando houver excesso de energia na rede, o eletrolisador é ativado e produzirá hidrogénio. Se necessário, o processo inverso ocorre e é produzida eletricidade a partir do hidrogénio. Para além disso o inovador eletrolisador da Siemens possui um sistema PEM que não só produz hidrogénio como também previne falhas na rede elétrica local, controlando a produção e consumo energético.
Passadas semanas em que a tecnologia esteve em fase de testes com bastante sucesso, irá iniciar em breve o seu funcionamento regular (Strategieplattform Power to Gas, 2017).
Figura 6- Esquema do projeto de armazenamento e distribuição da energia eólica através das redes de gás em Hassfurt, Alemanha (Next Kraftwerke, 2017).
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3.1.2 Projeto piloto na França: Jupiter 1000
Na Figura 7 destaca-se o projeto Jupiter 1000 que se localiza no porto de Fos sur Mer, perto de Marselha. O projeto encontra-se na fase de planificação e montagem, e o início da sua atividade prevê-se que ocorra até 2020.
Figura 7- Mapa e informação do projeto de demonstração em Fos sur Mer, França (European Power to Gas, 2016).
Este será o primeiro projeto deste tipo a ser implementado na França. Usará energia renovável para produzir hidrogénio através de eletrolisadores alcalinos e um sistema PEM (membrana de eletrólito de polímero). A potência de entrada dos eletrolisadores é de 0,5 MW cada.
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Na Figura 8 encontra-se a planificação do projeto em que apenas uma parte do hidrogénio produzido irá diretamente para a rede de gás natural. A outra parte será usada num processo de produção de metano, em que o hidrogénio reage com CO2 proveniente de combustão industrial
para formar o metano. Por sua vez, será igualmente injetado na rede de gás, processo esse que reduzirá as emissões de CO2 para a atmosfera já que é utilizado no processo em questão.
A empresa McPhy Energy participa também neste projeto juntamente com a GRTgaz, a ATMOSTAT SA, a CEA (The Alternative Energies and Atomic Energy Agency), a CNR (Compagnie Nationale du Rhône), a Leroux & Lotz Technologies, a Port de Marseille Fos e a TIGF (Transport et Infrastructures Gaz France SA) (Vartiainen, 2016).
Figura 8- Planificação do projeto Jupiter 1000 (GRTgaz, 2017).
Este projeto será a rampa de lançamento da atividade “Power-to-Gas” na França e poderá gerar mais de 15 TWh = 15*1012 Wh de gás por ano até 2050.
O custo do projeto rondará os 30 Milhões de Euros, que serão repartidos pelos parceiros industriais, sob a forma de subvenções pela União Europeia, pelo Estado Francês e pela Região Francesa “Provence-Alpes-Côte d’Azur” (Leroux & Lotz Technologies, 2017).
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3.1.3 Projeto piloto na Dinamarca: HyBalance
O objetivo do projeto destacado na Figura 9, que está a ser implementado na comunidade de Hobro, província dinamarquesa de Nordjylland, é mais uma vez a demonstração da utilidade do hidrogénio no setor das energias renováveis, armazenando a energia eólica excedente, como é o caso da produção da energia na Dinamarca.
Figura 9- Mapa e informação do projeto de demonstração em Hobro, Dinamarca (European Power to Gas, 2016).
O hidrogénio produzido será usado em múltiplos setores, como se pode ver na Figura 10. O essencial é o balanceamento da rede elétrica, mas também terá aplicação na indústria e como combustível para transportes. Como tal, ao projeto virão anexadas outras aplicações nas proximidades, como estações de abastecimento automóvel e para autocarros em Hobro e para armazenamento do hidrogénio nas cavernas de sal localizadas em Hvornum e Lille Torup. (Fuel cells and Hydrogen, 2017) (Air Liquide HyBalance, 2017).
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O projeto teve início no dia 1 de outubro de 2015 e estima-se que esteja em pleno funcionamento no ano de 2020, tendo um custo associado de cerca de 15 Milhões de euros. A empresa responsável é a Air Liquide Advanced Business, tendo como parceiras a LBST, NEAS Energy, CEMTEC Fonden, Copenhagen Hydrogen Network, Air Liquide Global E&C Solutions France e Hydrogenics Europe (Fuel cells and Hydrogen, 2017).
Figura 10- Imagem publicitária do projeto de demonstração da multi aplicação do hidrogénio em Hobro (HyBalance, 2017).
A Hydrogenics Europe, parceira do projeto HyBalance e desenvolvedora do novo eletrolisador PEM de 1,2 MW que irá ser instalado em Hobro, concluiu com sucesso a primeira fase de testes do sistema, no passado dia 13 de fevereiro de 2017, nas instalações da Hydrogenics em Oevel, Bélgica. Nesse mesmo dia ocorreu a inauguração do eletrolisador, com a presença da Air Liquide Advanced Business, líder do projeto, onde foi possível aos participantes avaliar o funcionamento do mesmo antes do seu transporte para a Dinamarca (HyBalance, 2017).
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Figura 11- Esquema 3D do projeto HyBalance (Sentis, 2017).
3.2 Outros projetos piloto importantes no resto do mundo
3.2.1 Projeto piloto na China: Hebei
O projeto piloto na província de Hebei, na China estima-se que entre em operação em 2018. Este projeto é similar ao de Hassfurt na Alemanha, anteriormente referido neste trabalho, na medida em que também tem como principal objetivo a produção de hidrogénio para recuperar a energia excedente de um parque eólico instalado nessa região. A empresa responsável pelo projeto é a McPhy Energy, que se comprometeu com o plano no ano de 2015 e fornecerá duas linhas de produção de hidrogénio, cada uma com um eletrolisador de 2 MW idêntico ao da Figura 12, perfazendo uma potência total de entrada de 4 MW. O projeto irá ter um custo estimado de 6,4 milhões de euros (Vartiainen, 2016).
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Figura 12- Eletrolisador alcalino de 2 MW da empresa McPhy Energy. A imagem mostra apenas um módulo, a tecnologia permite a aplicação de um sistema com vários módulos (McPhy Energy, 2015).
A província de Hebei é pioneira na China na realização de projetos relacionados com energias renováveis e a sua conexão com a rede elétrica existente. Em 2013, a delegação chinesa explorou novas tecnologias no ramo das energias renováveis na Alemanha, em Brandenburg, com os quais mantém um protocolo de desenvolvimento em conjunto dessas mesmas tecnologias. A própria construção do sistema de produção de hidrogénio de Hebei foi inspirado num bastante similar em Prenzlau, na Alemanha (Motte-fanjas & Group, 2017).
O Quadro 2 fornece uma análise comparativa dos vários projetos até aqui enunciados, possibilitando analisar as potências instaladas, o tipo de sistema, a aplicação do hidrogénio, o tipo de armazenamento e ainda os custos dos projetos.
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Quadro 2- Análise comparativa dos projetos piloto. Alemanha (Hassfurt) França (Jupiter 1000) Dinamarca (HyBalance) China (Hebei)
Produto formado Hidrogénio Hidrogénio/ Metano
Hidrogénio Hidrogénio
Potência instalada (kW)
1250 1000 1200 4000
Início de atividade 2018 (planeado) 2020 (planeado) 2020 (planeado) 2018 (planeado)
Fim de atividade n/a n/a n/a n/a
Tipo de sistema Eletrolisador PEM Eletrolisador PEM e Alcalino Eletrolisador PEM Eletrolisador Alcalino
Fonte de energia Rede elétrica excedentária (eólica/ fotovoltaica) Rede elétrica excedentária (eólica/fotovoltaica /hídrica/biomassa) Energia elétrica excedentária (eólica) Energia elétrica excedentária (eólica) Aplicação Balanceamento da rede elétrica Produção de hidrogénio e metano e posterior injeção na rede de gás Balanceamento da rede elétrica, indústria e transportes Balanceamento da rede elétrica Injeção direta na rede?
Não Sim Não Não
Armazenamento do hidrogénio
Tanques de armazenamento
n/a Cavernas de sal Tanques de armazenamento e unidades de transporte Custo do projeto (€) 2 000 000 30 000 000 15 000 000 6 400 000
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4. Power-to-Gas no setor dos transportes rodoviários
Este Capítulo incidirá, mais especificamente, no estado de desenvolvimento dos sistemas P2G no setor dos transportes rodoviários. São abordados os projetos P2G que estão a ser usados para abastecimento automóvel, e é feita uma análise da eficiência e custo do hidrogénio desde a fonte primária de energia até ao deslocamento das rodas.
4.1 Introdução das tecnologias P2G para abastecimento automóvel
O setor dos transportes é um dos principais contribuintes para as emissões de CO2,
representando cerca de 23% das emissões de CO2 no mundo, no ano de 2013. Houve já algum
progresso nos últimos anos, melhorando a eficiência dos veículos com motores de combustão, no entanto, para reduzir essas emissões de CO2, terá de haver maior aceitação e implementação
de tecnologias que usam energia renovável no setor. A ideia da implementação do sistema Power-to-Gas neste setor é completamente viável, cujo fornecimento é potencialmente ilimitado, e estando já bem desenvolvidas as tecnologias de veículos movidos a hidrogénio e a gás natural. Na fase inicial deste avanço tecnológico, é mais adequado implementar este sistema para reabastecimento de autocarros e camiões porque têm rotas definidas, e a localização dos postos de abastecimento pode ser escolhida de forma estratégica, enquanto que os postos de abastecimento para automóveis ligeiros ficariam muito mais caros, porque tinham de ser feitos em maior número, abrangendo todo o território. Na Figura 13 está exposto um exemplo de estação de reabastecimento para automóveis ligeiros em Frankfurt, Alemanha. (IEA-RETD, 2016)
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Figura 13- Estação de reabastecimento de hidrogénio em Höchst, Frankfurt (IEA-RETD, 2016).
O hidrogénio pode ser fabricado por eletrolisadores no próprio local do posto de abastecimento de combustível, ou então, é transportado até lá através de camiões, na forma comprimida (ou liquefeita) e depois é comprimido (ou gaseificado e comprimido) e armazenado em tanques de armazenamento de alta pressão. Os dispensadores estão conectados a esses tanques de alta pressão e fornecem hidrogénio aos veículos. Um diagrama de uma estação de reabastecimento de hidrogénio é apresentado na Figura 14 (IEA-RETD, 2016).
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Atualmente, a maioria dos carros ainda são fabricados com motores de combustão interna (ICE, Internal Combustion Engines), que funcionam com combustíveis fósseis. Estes convertem calor em trabalho através da pressão exercida sobre pistões ou rotores e são compatíveis com vários combustíveis, tais como, gasóleo, gasolina, etanol, gás liquefeito ou gás natural comprimido (GNC). Os ICEs que são projetados para funcionar com gás natural comprimido estão a ganhar interesse no mercado devido aos baixos preços do gás natural e da junção que pode ser feita com metano. No entanto, os motores a gás natural são também poluentes, apenas reduzem as emissões de CO2 em cerca de 40% relativamente aos motores a
diesel. Para além dessas tecnologias alternativas, as baterias e as células de combustível a hidrogénio são outras possibilidades adequadas aos transportes que estão agora em fase de comercialização e desenvolvimento, estas sim com emissões nulas de CO2. No Quadro 3 é
possível analisar comparativamente as várias tecnologias dos motores automóveis, bem como eficiências, autonomia e emissões de gases.
Quadro 3- Comparação das principais características das tecnologias dos motores automóveis (IEA-RETD, 2016).
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4.2 Eficiência e custo do hidrogénio como combustível automóvel
Em 2009, a União Europeia acordou que as emissões de CO2 deviam ser reduzidas em 80%
até ao ano de 2050, para que o aquecimento global estabilize num nível seguro. Esse acordo implica que haja uma descarbonização no setor dos transportes de cerca de 95%. Isso só será possível através de eficiências mais elevadas, biocombustíveis e motores elétricos com baterias ou com o uso de células de combustível a hidrogénio. Com o número de automóveis a aumentar continuamente, essa descarbonização não será possível apenas através de melhorias na tecnologia de combustão interna tradicional. Os carros com baterias elétricas, células de combustível e híbridos são necessários para atingir essa meta, devido às suas baixas ou quase zero emissões de CO2, dependendo da fonte de energia primária usada (McKinsey & Company,
2014).
Figura 15- Eficiência dos vários motores desde a fonte primária de energia até ao deslocamento das rodas (McKinsey & Company, 2014).
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A Figura 15 permite fazer uma análise das eficiências dos vários motores desde a fonte primária de energia até ao deslocamento das rodas, passando pelo tipo de produção, distribuição e utilização final.
A eficiência dos motores a células de combustível é superior à dos motores a combustão, possibilitando um uso mais flexível de matérias-primas. Ainda assim, a eficiência dos motores a baterias elétricas é a mais elevada, pois a energia elétrica é usada diretamente no motor, não sendo necessário nenhum tipo de conversão, no entanto, esse sistema tem a desvantagem de consumir muito tempo de carregamento de baterias e baixa autonomia.
A eficiência do processo P2G, em que a fonte primária de energia são fontes renováveis, é de aproximadamente 68% (destacada num retângulo vermelho na Figura 15). É um processo eficiente, que mesmo depois da distribuição e armazenamento em células de combustível, chega com um rendimento de 30% às rodas do carro (McKinsey & Company, 2014).
Na Figura 16 temos um estudo da possível evolução do preço do hidrogénio, se o mesmo começasse a ter postos de abastecimento para automóveis e a ser produzido em massa através do processo de eletrólise, com cerca de 80% de fontes renováveis.
Figura 16- Gráfico da evolução do custo da produção de hidrogénio ao longo do tempo (McKinsey & Company, 2014).
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O custo do hidrogénio começaria por ter valores extremamente altos, devido ao investimento que teria de ser feito em postos de abastecimento, mas seria um investimento necessário para que a população pudesse ter a escolha de optar por um veículo a hidrogénio e células de combustível. Para persuadir os atuais proprietários de bombas de gasolina e gasóleo a começar a fornecer hidrogénio, seria necessário que não fosse tributado e fosse atribuído um subsídio, pelo menos nos primeiros anos.
A partir da fase inicial o hidrogénio reduziria o preço até cerca de 67% até ao ano de 2025 e, permaneceria estável (excluindo impostos e incentivos). Os custos de produção também diminuiriam após 2020 devido à construção de centrais de gaseificação de carvão(CG) e ciclo combinado de gaseificação integrada (IGCC), que seriam necessárias para compensar a demanda de hidrogénio, mas sempre tendo em atenção os 80% de energia proveniente de fontes renováveis. O hidrogénio tornar-se-ia competitivo com a gasolina, à medida que os postos de abastecimento fossem sendo mais numerosos, e mais carros a células de combustível circulassem nas estradas.
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5. Consequências da evolução da tecnologia P2G
Neste Capítulo é feita uma previsão das consequências que a rápida evolução da tecnologia P2G poderá causar, se usada em larga escala. O resultado positivo é, sem dúvida, a solução que a tecnologia nos proporciona para a crescente necessidade de armazenamento de energia excedente, enquanto que uma consequência negativa é a limitação no fornecimento de energia elétrica renovável, pois, admitindo que a tecnologia cresce em larga escala, a energia renovável poderá não ser suficiente para cobrir os gastos no processo da eletrólise. O Capítulo termina com uma solução para tentar contornar esse possível resultado negativo.
5.1 Consequência positiva
Uma consequência positiva da rápida evolução da tecnologia P2G é a solução que nos oferece face à crescente necessidade de armazenamento de energia excedente, que, cada vez mais, se torna uma realidade na Europa, pois as energias renováveis ocupam cada vez mais espaço no mix energético europeu. Acresce o facto desse tipo de energia ser muito intermitente, não dando para controlar quando se produz mais ou menos energia. Esta situação faz com que muitas vezes a produção exceda a procura, tornando-se inútil, pois ainda não existe forma de canalizar ou armazenar uma quantidade tão grande de energia. Essa inutilidade de energia excedente provoca aumento no custo da eletricidade, pois a manutenção de parques eólicos e fotovoltaicos e o pagamento aos seus proprietários tem de ser efetuado, quer se consuma mais ou menos energia.
O desenvolvimento da tecnologia P2G poderá ter um impacto muito positivo na economia global de energia, pois é uma boa solução para o problema do armazenamento da energia excedente.
A tecnologia P2G tem várias vantagens face às baterias já existentes que servem para armazenar energia. Uma delas é o custo que lhe está associado. Enquanto que os custos das baterias aumentam em proporção à quantidade de energia armazenada, o custo do sistema P2G é quase independente da energia armazenada, se for usada uma rede de gás já existente como meio de armazenamento, como é ilustrado na Figura 17 (California Hydrogen Business Council, 2015).
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Figura 17- Relação entre o custo e a duração de armazenamento de uma bateria de lítio e um sistema P2G2P, de 1 MW, com a tecnologia atual ou com perspetivas da tecnologia futura (California Hydrogen
Business Council, 2015).
Como se percebe pelo gráfico, os custos do sistema P2G2P são constantes, tornando-se desde logo mais rentável do que as baterias de lítio a partir de aproximadamente 12 horas de capacidade de armazenamento. Embora os custos futuros sejam incertos, prevê-se uma considerável diminuição dos preços, sempre com a tecnologia P2G2P a compensar o custo das baterias a partir das 12 horas. Power-to-Gas representa assim uma abordagem viável e potencialmente de baixo custo para o armazenamento de energia em larga escala. Para além desta vantagem, os eletrolisadores têm uma rápida capacidade de resposta (cerca de um segundo), para quando for necessário converter grandes quantidades de energia acrescentando carga ao sistema, e assim, é possível regular a sua tensão e frequência (California Hydrogen Business Council, 2015).
Na Figura 18 temos uma comparação das características de armazenamento das várias tecnologias existentes presentemente.
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Figura 18- Comparação das várias tecnologias de armazenamento de energia e suas caraterísticas (California Hydrogen Business Council, 2015).
Pela análise do gráfico percebemos que a tecnologia P2G possui a maior capacidade e duração de armazenamento. A tecnologia é similar em escala ao armazenamento através de ar comprimido ou bombeamento hídrico, mas é mais modular e pode utilizar a vasta capacidade de armazenamento da rede de gás natural existente. É a única tecnologia que converte energia elétrica em energia química sob a forma de hidrogénio ou metano, o que amplia a gama de possíveis usos, incluindo o uso como combustível de veículos movidos a gás natural ou a células de combustível. Para além disso, o P2G tem emissões quase nulas de gases com efeito de estufa e um baixo nível de ruído, não causando impactos ambientais negativos. Devido a todas estas qualidades, este sistema está a ser desenvolvido e implementado como uma solução de armazenamento em todo o mundo. Várias instalações já foram construídas na Europa e no Canadá (California Hydrogen Business Council, 2015).
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5.2 Consequência negativa
Uma possível consequência negativa poderá ser a limitação no fornecimento de energia elétrica renovável, pois, se a tecnologia P2G evoluir em larga escala, a energia renovável poderá não ser suficiente para cobrir o processo de eletrólise e, sendo usada eletricidade proveniente de produção fóssil, o processo não será assim tão sustentável do ponto de vista ambiental, levando a elevadas quantidades de emissões de CO2.
Na Figura 19 podemos ver as emissões de CO2 provocadas por automóveis a células de
combustível (FCEV) e a gás natural sintético (SNG), se o processo Power-to-Gas usar a energia elétrica proveniente da rede. Essas emissões, em alguns países, são comparadas às emissões dos carros tradicionais com motores a diesel. (IEA-RETD, 2016)
Figura 19- Emissões de CO2 provocadas por automóveis a células de combustível (FCEV) e a gás natural
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Os números entre parênteses indicam a pegada de carbono de cada país em g / kWh. De acordo com o gráfico só é rentável o uso do processo Power-to-Gas na redução das emissões de carbono, ao invés do uso do diesel, se a pegada de carbono da eletricidade utilizada for inferior a 180 kg de CO2 / MWh, ou seja, convém que quase 100% da energia utilizada seja de
origem renovável, principalmente na produção de SNG. Apenas a França e a Noruega conseguem reduzir as emissões de CO2 com processos power-to-hydrogen e só a Noruega
consegue reduzir com power-to-SNG.
O processo de transformação de energia elétrica em gás natural comprimido (power-to-SNG) é um processo mais fácil de implementar do que transformar a mesma energia em hidrogénio (power-to-hydrogen), graças à infraestrutura e veículos de SNG existentes. No entanto, essa é a única vantagem face à produção do hidrogénio, visto que é um processo menos eficiente, fica mais caro, porque requer mais material na transformação, como reatores de metanação e estações de injeção e compressão, e ainda requer uma percentagem de energia renovável utilizada perto de 100% para que tenha impactos positivos no ambiente.
Como reduzir este impacto negativo do processo P2G?
A única forma de tornar o processo Power-to-Gas amigo do ambiente é utilizando uma percentagem próxima de 100% de energia renovável na produção do hidrogénio ou gás natural. Isso é possível, se for usada eletricidade da rede com certificados de que as energias renováveis cobrem quase 100% da produção nessa rede, ou então, se for usada eletricidade proveniente da própria fonte renovável, como parques eólicos, fotovoltaicos, etc.
O processo Power-to-Gas poderia ser ativado durante períodos de excesso de produção de energia renovável intermitente, dando utilidade a essa energia excedentária, tornando cada vez mais viável o aumento da contribuição das fontes renováveis no mix energético.
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6. Análise económica
Neste Capítulo será feita uma abordagem económica do processo P2G, onde se analisa a eficiência atual dos eletrolisadores, os custos de investimento, manutenção e tempo de recuperação do investimento inicial de um projeto P2G e, por último, é feita uma análise económica do maior projeto P2G com eletrólise PEM do mundo, o Energiepark Mainz, localizado na Alemanha, com uma potencia instalada de 6 MW (M Kopp, Coleman, Stiller, Scheffer, & Aichinger, 2017).
6.1 Eficiência dos eletrolisadores
Nos últimos tempos, tem havido bons desenvolvimentos no campo da eletrólise da água, sendo que os eletrolisadores alcalinos e PEM estão já num elevado estado de desenvolvimento e com grandes eficiências(Chi & Yu, 2018). Outras inovações recentes foram encontradas através da pesquisa que tem sido feita no ramo da eletrólise da água, tais como a eletrólise de óxido sólido e a foto-eletrólise, também estas analisadas no Quadro 4, e comparadas às tecnologias mais desenvolvidas, referidas anteriormente.
Quadro 4- Comparação das diferentes tecnologias de eletrolisadores (Zeng & Zhang, 2010).
Tecnologia Eficiência Nível de desenvolvimento
Eletrolisador alcalino 59-70% Comercial
Eletrolisador PEM 65-82% Alto
Eletrolisador de óxido sólido 40-60% Médio
Foto-eletrólise 2-12% Baixo
Para os eletrolisadores alcalinos, PEM e foto-eletrolíticos, a eficiência é calculada com base no rendimento do hidrogénio, enquanto que a eficiência do eletrolisador de óxido sólido é a eficiência da rede, tendo em conta as perdas de energia térmica do sistema.
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A eletrólise alcalina da água está atualmente num estado de desenvolvimento avançado e com uma eficiência razoável em relação às outras tecnologias emergentes. Embora o sistema de eletrólise PEM seja aquele com maior eficiência e também, aquele com o design mais compacto, apresenta algumas desvantagens face ao sistema alcalino. A desvantagem mais relevante é o preço dos eletrolisadores. Os seus componentes especiais, tais como membranas de polímero, elétrodos porosos e coletores de corrente, são componentes caros e tornam esta tecnologia menos acessível. A eletrólise de oxido sólido e foto-eletrólise apresentam ainda mais desafios difíceis de contornar devido ao seu ambiente de operação muito corrosivo e às altas temperaturas de funcionamento. Daí que, a eletrólise alcalina seja aquela que, depois de feitos estudos e modificações de forma a obter uma melhor eficiência, oferece uma solução mais realista na produção de hidrogénio em larga escala no futuro próximo (Zeng & Zhang, 2010).
6.2 Custos de investimento e manutenção de um projeto P2G
O custo da produção de hidrogénio e o tempo que levará até recuperar o investimento inicial é calculado em função das horas de funcionamento da central P2G, contando com os custos da sua operação e manutenção e custos de funcionamento, tais como a água, oxigénio, CO2 e eletricidade. De acordo com os cálculos efetuados por (Jentsch, Trost, & Sterner, 2014),
o tempo de amortização médio de um projeto P2G aproxima-se dos 25 anos, como se ilustra no Quadro 5.
Quadro 5- Custos da tecnologia P2G e tempo de amortização médios (Jentsch et al., 2014). Custo inicial do investimento 750 €/kWel instalado
Custo de operação e manutenção 4% do custo de investimento
Taxa de juro 6%
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Considera-se que o CO2 está disponível gratuitamente porque é um produto residual do
setor elétrico. O oxigénio puro (O2)que resulta do processo de eletrólise pode ser vendido. Nos
cálculos foi assumido um valor de venda de 70€/tonO2. Quanto ao custo da água é quase
insignificante relativamente aos restantes custos operacionais. É assumido, também, que a central P2G opera apenas no período em que existe excesso de geração de eletricidade, e que esse excesso é gratuito (Vandewalle, Bruninx, & D’Haeseleer, 2015).
6.3 Análise económica do maior projeto P2G com eletrólise PEM do mundo: Energiepark Mainz
O projeto "Energiepark Mainz" está em funcionamento desde o ano de 2015, na área comercial de Mainz-Hechtsheim, na Alemanha, e produz hidrogénio “verde” com energia excedente proveniente de centrais eólicas e fotovoltaicas através do sistema de eletrólise PEM, com uma potência instalada de 6 MW, repartidos por 3 eletrolisadores da Siemens com picos de potência de até 2 MW cada, sendo o maior projeto deste género no mundo até hoje (Energie Park Mainz, 2017).
O projeto começou a ser planeado em 2012 e teve um custo inicial de 17 milhões de euros, tendo como empresas responsaveis a Siemens, a Linde Group, a Stadtwerke Mainz e a Universidade de Ciências Aplicadas de RheinMain (Kopp, M., 2016).
Na Figura 20 compreende-se que a montagem e operação do projeto EnergiePark foi estrategicamente localizado de modo a que as suas infraestruturas ficassem perto de uma central eólica de 8 MW e da rede elétrica e de gás.
Três eletrolisadores Siemens Silyzer 200 equipados com a tecnologia inovadora PEM, idênticos ao da Figura 21, fazem a conversão da água em hidrogénio e oxigénio usando corrente elétrica, proveniente, na sua maior parte, de uma central eólica. As membranas condutoras de protões usadas nas células do eletrolisador mantêm os gases separados, oferecendo um alto nível de segurança, graças ao inovador design celular (Energie Park Mainz, 2016).
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Figura 20- Esquema do funcionamento do projeto Energiepark Mainz, na Alemanha (Energie Park Mainz, 2016).
O hidrogénio produzido é comprimido através de um compressor iónico até perto dos 22,5 MPa. A partir daí ser-lhe-ão atribuídas três aplicações distintas que são: a indústria química, o abastecimento automóvel e a injeção na rede de gás natural (Kopp, M., et al., 2017).
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Figura 21- Eletrolisador Siemens Silyzer 200 com tecnologia PEM (Siemens AG, 2015).
A tecnologia de ponta dos eletrolisadores Siemens permite uma operação muito eficiente e segura, onde o hidrogénio produzido sai com uma pureza extremamente próxima dos 100%, como é possível comprovar no Quadro 6.
Quadro 6- Caraterísticas técnicas do eletrolisador Siemens Silyzer 200 (Siemens AG, 2015). Características técnicas – Silyzer 200
Tecnologia PEM
Potência média 1,25 MW
Potência máxima 2 MW
Dimensões 6,3*3,1*3,0 m
Tempo de inicialização (a partir do standby) <10 segundos
Pressão de saída >35 bar
Pureza do H2 99,5% - 99,9%
Taxa de produção de H2 225 Nm3/h
Eficiência 65 – 70 %
Tempo de vida >80.000 h
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O eletrolisador Siemens Silyzer 200 tem um comportamento dinâmico e flexível, com uma excelente capacidade de resposta, ficando operacional em menos de 10 segundos, a partir do standby, já que não necessita de pré-aquecimento. Funciona perfeitamente, mesmo quando conectado a fontes de energia intermitentes, como a eólica ou a solar. O seu design modular é facilmente expansível, podendo instalar vários módulos de acordo com a potência total pretendida. (Siemens AG, 2015)
No Quadro 7 são apresentados os primeiros resultados do projeto Energiepark Mainz, que apresentam um fator de conversão de energia entre os 53% e os 60%.
À potência nominal de 4 MW, a eficiência calculada é de cerca de 64%. Se a eletrólise passar a funcionar na potência máxima de 6 MW, a eficiência reduz ligeiramente para 59%. A central pode operar durante 15 minutos na sua potência máxima, no entanto, a potência deve ser reduzida nos seguintes 15 minutos por razões de refrigeração. Na potência nominal pode operar continuamente sem problemas de sobreaquecimento.
Quadro 7- Hidrogénio produzido e eficiência da conversão P2G (Kopp, M., et al., 2017).
Mês Eletricidade [MWh] Hidrogénio [toneladas] H2(PCS) [MWh] Eficiência de conversão Horas de operação Setembro 2015 432,5 6,52 256,7 59,4 % 146 h Outubro 2015 214,3 2,92 115,0 53,6 % 66 h
O valor do consumo total de energia tem em conta o consumo de processos auxiliares dos eletrolisadores e as perdas no transformador de energia DC, no compressor iónico, nas bombas e unidades de refrigeração.
A quantidade de hidrogénio é pesada nos reboques dos camiões, sendo que quaisquer perdas durante o processo de armazenamento já são consideradas no peso total.
